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“國家名片”清潔不經濟,如何在電力市場立足?
2019-04-16 09:34  · 來源:中國能源網  · 作者:朱學蕊 趙紫原  · 責編:王長堯

  核電和高鐵同為“國家名片”,但二者目前的發展境遇迥異。

  相比于飛速建設的高鐵,核電已三年無新項目獲批,更嚴重的是,核電的價格競爭力正面臨前所未有的挑戰,且短期內難見好轉跡象。

  國家發改委日前發布通知,明確了目前全球技術最先進的三代核電首批項目——廣東臺山核電一期、浙江三門核電一期、山東海陽核電一期的上網電價。但從三個項目0.4350、0.4203、0.4151元/千瓦時的上網電價看,作為未來我國新增核電裝機的主力,三代核電的電價遠高于水電、煤電,接近風電、光伏等新能源。然而,風電、光伏發電成本正在快速下降之中,預計明年上網電價將與煤電相當。換言之,即使與新能源相比,核電也將不再具備價格競爭力,成為我國主要電源中最貴的品類。

  三代核電首批項目電價“落錘”當天,中國核能行業協會在“中國核能可持續發展論壇”上發布的《我國三代核電經濟性及市場競爭力研究報告》(以下簡稱《研究報告》)指出,三代核電的安全要求更高、投資大、建設工期長,其經濟性及市場競爭力已成為阻礙我國核電發展的重要因素。但據記者了解,面臨發展困境的不止三代核電,而是整個核電行業。

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  “核電安全冗余度越來越大,無形中抬高了設備制造、核電機組建造和運行成本,使核電的市場經濟性面臨日趨艱巨的挑戰”

  《研究報告》預計,首批三代核電——AP1000及EPR項目的上網電價均在0.50元/千瓦時左右,明顯高于國家發改委確定的0.42元/千瓦時左右的上網電價水平。

  中國核能行業協會專家委員會政策研究組組長黃峰在《研究報告》發布會上表示:“我國核電上網電價根據當地煤電標桿電價核定,隨著各地煤電標桿電價的降低,核電機組上網電價也在不斷下降,目前大部分核電機組的上網電價已低于2013年核定的0.43元/千瓦時的標桿電價。所以,這加大了現役核電機組的財務壓力。”考慮到《研究報告》預計的上網電價和國家發改委實際公布的上網電價之間的差距,新投產的三代核電首批項目將面臨更大的經營壓力。

  電價是電源經濟性的直接體現,核電電價緣何如此之高?

  據介紹,首先是因為電站建設的誤工。公開信息顯示,2017年全球在建的55座核反應堆中,60%面臨工期延誤和預算超支,其中三代核電項目更是“重災區”——芬蘭和法國的EPR項目、美國和中國的AP1000項目,均出現了不同程度的預算超支和工期延誤。

  對此,《研究報告》指出:“三代核電AP1000依托項目和EPR項目都是全球首堆,設計設備驗證周期長,加之設計變更、工期延誤,導致工程費用大幅增加,造價超概算嚴重。”

  除了工期延誤,中電聯專職副理事長魏昭峰認為,不斷提高的標準,也導致了成本增加。“制造工藝復雜程度不斷提高,材料標準要求不斷提升,以及核電常規島部分標準遠高于煤電建設標準等情況,導致核電安全冗余度越來越大,無形中抬高了設備制造、核電機組建造和運行成本,使核電的市場經濟性面臨日趨艱巨的挑戰。”

  受訪專家普遍反映,上述工期延誤、標準提升等因素共同導致了核電造價攀升,進而推高了核電的成本電價。

  電規總院和水規總院日前發布的《2016—2017年投產電力工程項目造價情況》顯示,我國5個百萬千瓦級二代改進型核電項目平均造價為12038元/千瓦,11個常規水電項目造價為9352元/千瓦,41個火電項目為3593元/千瓦,而風電和光伏發電分別為7587元/千瓦和7406元/千瓦。核電已經“輸在了起跑線上”。

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  “中國經濟和電力供求關系進入新常態,競價上網、限制上網電量等措施的實施,降低了核電利用小時數,影響了企業的經濟效益”

  投資成本不占優勢的核電,也面臨著2015年開始的新一輪電力市場化改革的沖擊與考驗。

  國家能源局副局長劉寶華指出:“核電行業要增強成本意識和市場意識,主動適應電力市場化改革要求,降成本、補短板,提高發展質量和效益,在市場競爭中發展壯大。”

  但據記者了解,核電在市場中的表現并不盡如人意。近年來,隨著電力工業進入新常態,電力消納“癥”日漸凸顯,核電也結束了滿負荷運行、發電量保障性消納的歷史。

  2015年,全國核電平均利用小時數同比下降437小時,中國核能行業協會當年年底首次披露,遼寧紅沿河核電因消納問題導致降功率運行、停機停堆。2016年一季度,遼寧、福建、海南等地的核電項目均出現消納問題,當年全國核電設備平均利用率首次跌破80%。2017年,消納“癥”范圍擴大至廣西等地,全年核電設備平均利用率僅為81.14%。

  發電利用小數的大幅下滑的同時,核電電價也同步出現明顯下降。

  2017年6月,廣西電力交易中心在全國首次將核電納入電力直接交易,交易電價低于核電標桿電價。當年,廣西防城港核電超過七成的電量通過市場交易消納。2017年8月,福建省物價局明確寧德和福清核電的7臺機組執行三個檔位上網電價,新投產機組電價比全國核電標桿電價低0.058元/千瓦時。2017—2018年供暖季,遼寧紅沿河核電以0.18元/千瓦時的上網電價參加遼寧省供暖電力交易。2017年,核電企業全年拿出的市場電量普遍在20%左右,個別省份接近50%。

  對此,魏昭峰表示:“中國經濟和電力供求關系進入新常態,競價上網、限制上網電量等措施的實施,降低了核電利用小時數,影響了企業的經濟效益。”

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  “隨著后續設計固化與優化、設備國產化、建造標準化,近期批量化建設的三代核電項目造價可大幅降低”

  面對不斷提升的安全要求和競爭激烈的電力市場,核電如何實現可持續發展?

  中國工程院院士葉奇蓁指出:“核電企業需加快適應進一步開放競爭的電力市場的新要求,從技術改造更新、降低造價、提高安全運行能力等各方面積極采取應對措施。同時,三代核電批量化、規模化建設,將推動其經濟性持續提升。”

  “首批三代核電項目因新技術研發及示范的各種代價等原因,建設成本和單位造價明顯高于二代改進型核電。隨著后續設計固化與優化、設備國產化、建造標準化,近期批量化建設的三代核電項目造價可大幅降低,遠期規模化建設后的三代核電項目在單位造價和上網電價上能夠逐步接近二代改進型核電的水平。” 葉奇蓁說。

  記者從業內人士處了解到,從目前三代核電建設情況看,AP1000和EPR的單位造價大約在6000—7000美元/千瓦,俄羅斯的三代核電VVER約在4000美元/千瓦,中國自主三代技術“華龍一號”預算造價不到2500美元/千瓦。另外,《研究報告》也顯示,1994年投運的大亞灣核電站1、2號機組建成價為40.7億美元,按當時匯率折合人民幣造價為17483元/千瓦。但隨著嶺澳二期、寧德、紅沿河、陽江、福清、方家山、田灣等二代改進型項目國產化率不斷提高,單位造價已降至約12000—13000元/千瓦。

  黃峰也表示,按現行的核電電價條件測算,近期批量化建設的“華龍一號”、CAP1000三代核電上網電價將在0.43元/千瓦時左右。

  《研究報告》預測,遠期規模化建設的三代核電機組成本電價有望降低至0.40元/千瓦左右,與多數沿海省份目前的煤電標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵、超低排放加價)趨近。

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  “核電企業需要采取切實有效措施,加強經驗反饋,通過技術創新和管理創新,提高核電經濟性和市場競爭力”

  針對有效保障和提升三代核電經濟性,《研究報告》建議:確保三代核電機組帶基荷滿發運行、完善三代核電電價形成機制、科學把握核電發展節奏、核電企業降低三代核電的投資和運維成本。尤其要在保障三代核電帶基荷運行的基礎上,區分核電的基荷電量電價和市場化電價。對于核電機組在7000小時以內(80%負荷因子)的電量,屬于核電帶基荷運行電量,執行國家核準的核電標桿價格,7000小時以上的電量可執行市場化價格。

  而具體到操作層面,多位參會企業代表認為,在政策護航的前提下,核電降本增效的關鍵,在于技術和管理上的持續創新。

  “核電企業需要采取切實有效措施,加強經驗反饋,通過技術創新和管理創新,提高核電經濟性和市場競爭力。”中核集團總經理顧軍說,如不斷優化改進系統設計方案、降低關鍵設備的制造成本、縮短核電項目的建造周期等。

  據華龍國際核電技術有限公司總工程師咸春宇介紹,通過優化運行參數、優化專設安全系統配置、優化應對設計擴展工況措施、優化電源配置、安全殼雙層變單層等技術創新后,經初步測算,可有效提升“華龍一號”經濟性,節省超過5%的工程造價。

  另外,華能集團核電事業部常務副主任張東輝還表示:“投資必須要有效益、發展必須要有市場。未來核電產業能否大規模良性發展,除了核安全這個‘一票否決項’之外,還必須順應電力市場化發展趨勢,參與競價上網和輔助服務。”

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